煤炭开采行业专题研究煤企开启能源转型，传统能源迎来新机遇

　　（报告出品方作者：开源证券，张绪成，陈晨）1、双碳政策助推能源变革，传统能源转型已是大势所趋
　　1。1、供给侧改革叠加煤炭行业资本开支高峰已过
　　十三五期间煤炭行业供给侧改革。20162020年，煤炭行业深化开展了供给侧结构性改革，并取得显著成效，五年内累计淘汰落后产能超过10亿吨，淘汰煤矿数量一半以上，超额完成2016年提出的化解过剩产能目标。根据煤炭工业协会数据，截至2020年底，全国累计退出煤矿6100处左右，2021年我国煤矿数量进一步减少至4500处左右。煤炭行业落后产能实现快速出清，煤炭产能结构大幅优化。
　　煤炭行业资本开支高峰期已过。煤炭行业固定资产投资在2012年之后持续下滑，直到2018年才有所回升，2021年在煤炭供给紧张的情况下，煤炭行业资本开支回升至2015年水平。一般煤炭产能释放平均需要35年的建设周期，大型井工矿建设周期甚至达到58年，20162018年煤炭行业低资本开支影响2021年及以后煤炭产量释放，是目前国内煤炭供给偏紧的重要因素。
　　20192021年煤炭行业资本开支有所回升，主因煤矿智能化改造和新批矿井开始建设。2020年中国已建成智能化采煤工作面494个，较2019年增加了219个，煤矿智能化改造成为煤炭行业资本开支的回升的重要因素。但20192021年煤炭行业资本开支增速依然处于较低水平，煤炭行业资本开支高峰期已过。在保供政策下，我们认为20172021年煤炭行业新增产能已集中释放，而相对较低的固定资产投资增速带来的长期产能增长十分有限。
　　1。2、双碳政策导致煤企新建产能意愿下降
　　双碳政策从预期限制煤炭消费长期增长。2020年9月以来，党中央多次提及碳达峰、碳中和的战略规划目标。2021年10月，《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》、《2030年前碳达峰行动方案》两份纲领文件发布，明确十四五时期将严控煤炭消费增长，十五五期间将逐步减少煤炭消费，预计我国在2025年非化石能源消费比重达到20左右，2030年非化石能源消费比重达到25左右，2060年非化石能源消费比重达到80以上。
　　根据《2030年前碳达峰行动方案》，煤炭预计于2025年2030前后触及需求天花板，经测算峰值煤炭消费量或约29。4亿吨标准煤，相较于2020年复合年均增速约0。8。根据中煤协制定的煤炭行业落实十四五发展规划，化解过剩产能、淘汰落后产能仍是重点任务，到十四五末，全国煤矿数量或将减少至4000处左右。
　　煤企新建产能意愿明显减弱。持续发力的双碳政策，对煤炭行业影响深远，碳达峰、碳中和已成行业共识，远期煤炭需求的大幅下降必将对现在煤企新建产能产生负面影响。一般煤矿开采期限为4050年，目前新建矿井达产后将很快迎来碳达峰，可以预计在碳达峰后煤炭消费量将逐渐下滑，投资新矿或已达不到煤企设计的开采年限，新建煤矿已不是煤企的最优选择。2020年以来，我国新批煤炭产能数量明显减少，煤企新建产能意愿亦大幅减弱。国际煤炭新增产能增速亦或明显下滑，2019年以来全球化石能源资本开支增速明显下滑，碳中和已成为全球共识，IEA预计20222025年全球煤矿新建产能中枢约5000万吨，大幅低于2021年的1。4亿吨。
　　1。3、高盈利支撑煤企能源转型
　　煤企高盈利有望持续，现金流充沛。2016年以来，随着供给侧结构性改革、碳中和政策带来的供给约束以及俄乌冲突下出现的全球能源紧张，煤炭行业盈利稳步提升，当前行业维持高景气度，在新增供给受约束情况下，煤炭供给有望持续偏紧，行业高盈利有望长时间持续。根据Wind数据，2021年，重点煤炭上市公司归母净利达1515亿元，同比增长74。9，货币资金4669亿元，同比增长47。5，经营性现金流量净额3452亿元，同比增长70。8。
　　2022年上半年，重点煤炭上市公司归母净利1455亿元，同比增长98。7，货币资金5829亿元，同比增长43。0，经营性现金流量净额1812亿元，同比增长46。6，2021年以来，重点煤炭上市公司盈利能力大幅提升。由于煤企新增产能意愿减弱，2021年重点煤炭上市公司用于购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金为887亿元，同比仅增长0。2。经营活动产生的现金流入与投资活动产生的现金流出，呈现明显的背离，煤企现金流充沛。
　　高盈利支撑煤企开启能源转型。在碳中和的大背景下，煤炭主业没有明显增量，未来煤炭供给有望持续偏紧，煤炭价格中枢有望维持高位，煤企高盈利支撑传统能源转型。能源转型有望确保煤企的未来市场地位与竞争优势，能源转型已成煤企共识。同时，煤企能源转型受到政策大力支持，《十四五现代能源体系规划》、《十四五可再生能源发展规划》明确要加快推动能源绿色低碳转型，大力发展风电、光伏、水电、生物质等可再生能源，提高可再生能源的存储、消纳和外送能力。2、煤企转型多元化，四路径或成主流
　　能源转型是双碳目标的要求。推动能源结构调整与转型、发展可再生能源是实现双碳目标的关键。煤炭是我国资源最丰富的化石能源，根据统计局数据，2021年我国煤炭消费占一次能源消费的56左右，同时煤炭也是能源消费碳排放的主要来源，煤炭利用产生的二氧化碳排放量约占能源消费排放的70左右。煤企将向零碳、低碳方向转型，同时煤炭行业将推进煤炭的清洁高效利用，实现高碳能源低碳化利用，从而如期实现碳达峰、碳中和目标。
　　四种能源转型路径。（1）风光绿电。风光绿电转型为运营型转型路线，是煤企能源转型的主要路径之一，该路径具有投资额较小、项目可分解、技术门槛相对较低、风险成本低等特点。风光绿电建成期短并可分批建设，建成即能形成稳定的现金流。由于大部分煤企具有坑口火电厂，煤炭下游客户主要为电厂，煤企具有一定的电力运营能力，风光绿电转型是煤企转型初期的主要路径。（2）储能电池。储能电池转型为技术型转型路线，储能技术目前尚处于发展初期，具有前期投资额大、风险成本较高、建成周期较长、短期无收益、后期投资回报率高等特点。由于煤企没有储能技术和管理经验，通常需要与技术团队合作，需要持续的技术创新投入。
　　（3）氢能。灰氢（或副产氢）转型一般需要煤化工或气头化工产业链，副产氢综合运用发展氢能产业链具有先发优势和成本优势，目前氢能应用尚处于起步阶段，副产氢综合利用是具有相关产业链煤企的重要转型方向。绿氢（绿电的电解水制氢）转型需要投资风光发电及电解水槽等设备，成本相对较高，但绿氢是氢能发展的最终目标。（4）高端新材料。高端新材料转型为化工产业链延伸路线，煤企需配备煤化工产业链，具备煤化工运营能力，下游延伸发展高端新材料，从传统能源企业向科技型企业转型。
　　2。1、风光绿电是煤企能源转型主要路径之一
　　2。1。1、风电为绿电转型重要路径
　　我国风能资源丰富，发展迅速。风电产业链由上游原材料及零部件、风机组装和风场运营三部分组成。我国风能资源丰富，西部地区开发潜力巨大。根据国家能源局数据，2021年我国风电新增装机47。6GW，全国风电装机总量328GW，同比增长16。7。
　　风电产业受政策支持，未来发展空间广阔。根据全球风能理事会（GWEC）数据，2021年全球风电累计装机规模达837GW，20012010年风电累计装机规模复合年均增长率为26，20102015年复合年均增长率为17，20152021年复合年均增长率为12，全球风电装机规模保持高速增长。国内风电产业受到政策支持，市场规模有望稳步提升。
　　2022年2月10日，国家发改委、能源局联合印发《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，明确符合条件的海上风电等可再生能源项目可按规定申请减免海域使用金，鼓励在风电等新能源开发建设中推广应用节地技术和节地模式。2021年，全国风电新增并网装机47。6GW，为十三五以来年投产第二多，其中，陆上风电新增装机30。7GW、海上风电新增装机16。9GW。十四五期间，我国将推动大型风电光伏等可再生能源基地建设，风电未来发展空间广阔。根据GWEC预测，2025年我国风电装机规模预计约60GW，2026年将达约65GW。
　　2。1。2、光伏为绿电转型另一选择
　　与风电类似，光伏为绿电转型的另一选择。光伏是通过太阳能光电效应发电的绿色产业，由于太阳能取之不尽用之不竭，光伏成为绿电产业的重要支柱。光伏涉及多种产业链，包括上游硅原材料的开采和加工，中游光伏电池生产及组装，下游系统集成等。光伏发电系统可分为集中式光伏和分布式光伏，集中式大面积光伏主要建设在沙漠、戈壁等地区，可以充分利用废弃的土地资源，分布式光伏一般建设在楼顶、屋顶、厂房顶和蔬菜大棚等地方，可充分利用空间。
　　光伏装机有望保持高速增长，成本有望进一步降低。2021年全国光伏新增装机54。9GW，为历年以来年投产最多，其中光伏电站25。6GW，分布式光伏29。3GW。在双碳目标下，清洁能源转型推动光伏装机快速增长，根据CPIA预计，乐观情况下，20222025年我国年均新增光伏装机量将达90110GW，国内光伏装机有望保持高速增长。据IRENA统计，过去十年全球太阳能发电成本降低82，下降幅度远高于其他能源，随着光伏产业链技术的不断成熟，光伏发电成本有望进一步降低，光伏产业进入高速发展时期。
　　煤企可建立以煤电为核心，绿电互补的新型能源系统。各煤炭企业根据自身产业结构及战略规划，可切入风电、光伏产业链，主要包括风电运营、光伏材料及组件的制造、光伏电站运营。煤炭企业普遍拥有较多矿区，除有丰富的煤炭资源优势外，还有大量的土地、风、光等其他资源。部分矿区煤炭资源临近枯竭，采煤沉水区曾一度困扰各个煤矿，利用大片闲置土地发展风电、光伏可很好解决土地闲置问题，充分利用土地资源。多数煤炭企业拥有关联电厂，在发电、输电、入网等领域拥有资源和经验优势，煤炭企业可以充分发挥煤矿区位优势，结合火电运营经验，发展以煤电为核心，风电、光伏互补的清洁能源系统。
　　2。2、储能电池也是煤企转型发展的重要方向
　　储能技术是风电、光伏大规模发展的前提技术。可再生能源发电具有不连续、不稳定的特点，大规模并网会对电力系统的安全性、可靠性造成严峻挑战。为解决可再生能源发电的消纳和不连续的问题，必须配备相应的储能技术。储能技术可有效调控可再生能源发电的不稳定性，实现其安全稳定供电。因此，储能技术是构建以新能源为主体的新型电力系统，实现双碳目标的关键支撑技术。2021年7月15日，发改委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，计划到2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展的转变，2030年实现新型储能全面市场化发展。
　　储能技术路线较多，目前呈现出蓬勃发展的局面。现有储能技术包括抽水储能、压缩空气储能、飞轮储能和超导磁储能等物理储能技术以及钠离子电池、锂离子电池、铅炭电池、液流电池、液态金属电池和超级电容器等电化学储能技术。随着风电、光伏装机量的快速提升，储能电池行业呈现出蓬勃发展的局面。由于储能具有一定的技术壁垒，煤炭企业进入储能行业时，往往需要和技术团队合作，并利用自身风、光、火、储一体化的产业优势，在技术成熟后，迅速扩大储能产业规模。
　　2。2。1、钠离子电池应用前景广阔
　　钠离子电池与锂离子电池类似，但钠离子电池具有成本优势。新能源汽车引领电池革命，作为新一代高性能储能装置，锂离子电池已在便携式电子产品和电动汽车等领域中得到了广泛的应用。由于锂资源相对稀少，锂资源成为所有国家或锂电企业争相争夺的战略资源，碳酸锂的价格也随之水涨船高，我国电池级碳酸锂价格由2020年初的5万元吨上涨到2022年8月的47万元吨，稀缺的锂资源决定了锂电池无法应用于大规模储能。钠电池与锂电池原理相似，放电时，电池内部负极Na穿过电解液到达正极，外部电路中电子从负极流向正极，正极中过渡金属呈得电子价态。根据JEFFERSONLAB数据，钠元素在地壳中的含量排名第六位，约是锂元素的422倍，碳酸钠价格亦远低于碳酸锂价格，钠离子电池具有明显的成本优势。
　　钠离子电池具有成本低和安全性高的特点，有望大规模应用于储能领域。由于钠元素相对原子质量大于锂元素，钠离子电池能量密度低于锂离子电池。但钠离子电池能量密度、循环次数高于铅酸电池，相较于传统铅酸电池3050Whkg的能量密度，钠离子电池已经达到100150Whkg，约为传统铅酸电池能量密度的25倍，钠离子电池有望取代铅酸电池在电动低速车市场的地位。钠离子电池安全性比锂离子电池更高，过充、过放、短路、穿刺等测试不起火不爆炸。同时，随着钠离子电池的规模化发展，其原料更易得，成本将远低于锂离子电池，钠离子电池有望在储能市场得到大规模应用，发展前景非常广阔。
　　2。2。2、液流电池有望成为大规模储能的首选技术
　　液流电池具有本征安全性和循环次数高的突出优势。在众多储能技术中，液流电池储能技术具有本征安全性、生命周期内性价比高、环境友好、循环次数高等优点。液流电池是通过电解液中活性物质在电极上发生电化学氧化还原反应（即价态可逆变化）来实现电能和化学能的相互转化。与其他传统离子蓄电池相比，液流电池的电池结构不同，其能量储存在正、负极电解液中。液流电池的正、负极电解液储罐是完全独立分离放置在堆栈外部的，通过两个循环动力泵将正、负极电解液通过管道泵入液流电池堆栈中并持续发生电化学反应，从而实现化学能与电能的相互转换。液流电池的结构特点及能量储存方式使液流电池有安全性高、循环寿命长的突出优势，其循环次数超过10000次，被认为是大规模储能技术的首选技术之一。
　　液流电池种类多样，铁铬液流电池和全钒液流电池发展领先。液流电池可分为铁铬液流电池、锌溴液流电池、全铁液流电池、全钒液流电池等。根据正负极电解质活性物质的形态，液流电池又可分为液液型液流电池和沉积型液流电池。电池正、负极氧化态及还原态的活性物质均为可溶于水的溶液状态的液流电池为液液型液流电池，例如全钒液流电池、多硫化钠溴液流电池等。沉积型液流电池是指在运行过程中伴有沉积反应发生的液流电池。电极正负极电解质溶液中只有一侧发生沉积反应的液流电池，称为半沉积型液流电池，如锌溴液流电池、锌铁液流电池等；电池正负极电解质溶液都发生沉积反应的液流电池为全沉积型液流电池，如铅酸液流电池、锌锰液流电池等。目前，铁铬液流电池和全钒液流电池已处于产业化初期，有望在未来的储能市场崭露头角。
　　2。2。3、飞轮储能有效解决新能源一次调频
　　飞轮储能是一种机电能量转换物理储能装置。飞轮储能是利用飞轮的高速旋转，将电能以机械能的形式进行存储。在储能阶段，通过电动机拖动飞轮，使飞轮本体加速到一定的转速，将电能转化为动能；在能量释放阶段，飞轮减速，电动机作发电机运行，将动能转化为电能。飞轮存储的能量可以表达为：E12J2，J为飞轮绕旋转轴的转动惯量，为角速度。
　　飞轮储能可以提升发电侧惯量响应能力与一次调频能力。与其他常规储能方式相比，飞轮电池具有瞬时功率大、快速充放电、寿命长、无污染、荷电量易准确测量、低损耗等优点。飞轮储能快速充放电的特征使其更适合于电网调频、小型孤岛电网调峰、电网安全稳定控制、电能质量治理、车辆再生制动及高功率脉冲电源等领域。随着飞轮储能单元并联技术及超导磁悬浮技术的逐渐成熟，其应用领域将逐步扩展到大电网储能领域。
　　2。3、氢能被认为是最理想的能源
　　氢能是最理想的清洁能源。氢能有希望成为能源的终极解决方案，相比其他能源，氢元素储量丰富，氢取自于水，反应后又生成水，具有发热密度高、无污染等优点。我国氢气制取多来自煤炭，煤炭企业在制氢领域具有先发优势。
　　2。3。1、绿氢是氢能发展的最终目标
　　氢能具有热值高的特点，是一种重要的能源载体。氢（H）在元素周期表中排名第一位，是地球的重要组成元素，常以化合态的形式出现（如H2O），通常的单质形态是氢气（H2）。由于氢气密度较低，热值较高（高热值140。4MJkg，低热值120。0MJkg），是同质量焦炭、汽油等化石燃料热值的24倍。氢气可从水、化石燃料等含氢物质中制取，是一种重要的工业原料和能源载体。氢能是指氢在物理与化学变化过程中释放的能量，可用于储能、发电、各种交通工具用燃料、家用燃料等。
　　绿氢是氢能发展的最终目标。氢能具有零排放、高热值、高转化率等多种优势，被公认为21世纪最具有发展潜力的二次能源。尽管氢气燃烧时本身具有零碳排放的特点，但目前氢气制取路线会排放大量二氧化碳。根据制氢过程中碳排放的不同，一般将氢能分为灰氢、蓝氢及绿氢。灰氢和蓝氢都是利用碳基化石燃料制取的氢气，制取过程一般伴随着大量二氧化碳的排放。绿氢指使用可再生能源发电电解或光解制取的氢气，生产过程零碳排放。绿氢能真正做到零碳排放，是氢能发展的最终目标。
　　2。3。2、目前化石能源制氢占比较大，氢能发展得到政策支持
　　目前化石能源制氢占比较大，可再生能源助力绿氢成本较低。根据中国煤炭工业协会的统计，2020年我国氢气产量约2500万吨，其中煤制氢占比62，天然气制氢占比19，工业副产氢占比18，受限于电能成本和电解技术，以电解水为代表的绿氢仅占1左右，煤制氢依然占据主导地位。《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2020》指出脱碳成为本轮氢能产业发展的第一驱动力，可再生能源制氢有望在2030年实现平价，2060年可再生能源制氢规模有望达到1亿吨。氢气需求的增长基本将由绿氢满足，随着可再生能源制氢成本的降低，绿氢将成为助力碳中和的关键，极具发展潜力。
　　氢能顶层规划发布，绿氢极具发展潜力。目前，实现碳中和已成为全球共识，氢能是一种低碳、清洁的能源载体，发展氢能对于节能减排、深度脱碳具有非常重要的意义。2022年3月23日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（20212035年）》。《规划》明确了氢的能源属性，氢能是未来国家能源体系的组成部分，是战略性新兴产业的重点方向，要充分发挥氢能清洁低碳特点，推动交通、工业等用能终端和高耗能、高排放行业绿色低碳转型。氢能顶层规划发布，将氢能提升到国家战略层面。
　　2022年6月20日，上海发布《上海市氢能产业发展中长期规划（20222035年）》，到2025年，上海在氢能制储输用产业链关键技术上取得突破性进展，具有自主知识产权的核心技术和工艺水平大幅提升，氢能在交通领域的示范应用取得显著成效。将建设各类加氢站70座左右，燃料电池汽车保有量突破1万辆，氢能产业链产业规模突破1000亿元。随着可再生能源制氢成本的降低，氢气需求的增长基本将由绿氢满足，绿氢有望成为低碳经济最具前景的能源载体，是助力碳中和的关键技术之一，氢能极具发展潜力。
　　2。3。3、煤炭企业煤制氢具有先发优势
　　煤制氢具有技术基础。从供应潜力看，中国当前煤化工行业发展较为成熟，煤制氢气量大且产能分布广，并可以基于当前的煤气化炉装置生产氢气，并利用PSA技术将其提纯到燃料电池要求。一台投入煤量2000吨天的煤气化炉，只需要把23的负荷作用提纯制氢，就可提供15602340kg的氢气。
　　焦炭副产氢是煤化工副产品。焦炭是中国炼钢行业的主要原材料，根据焦炭行业协会数据，煤焦化过程中每1吨焦炭可产生约400m3的焦炉煤气，其中氢含量约44，有4050供焦炉加热，小部分作为合成氨与合成甲醇的原料，剩下39几乎全部放空。按2018年焦炭产量计算，焦化行业可提供约271万吨副产氢。煤炭企业在氢能制取、存运和使用产业链积累经验后，可进一步利用光伏和风电解水制取绿氢，氢能转型具有先发优势。
　　2。4、煤化工产业链延伸往高端新材料方向延伸
　　政策支持煤化工向高端新材料方向发展。由于煤炭碳元素的含量较高，氢元素含量较低，合成煤基化学品的原料气需要煤气化后经水煤气变换调整方能满足合成甲醇或其它下游产品所需的氢碳比，因此煤化工具有耗水量大、碳排放高的特点。由于煤化工的发展关系到国家的能源安全，双碳背景下，现代煤化工将往碳减排、新材料方向转型。新增原料用能不纳入能耗总量，政策支持现代煤化工发展，现代煤化工对煤炭进行高效清洁利用，是煤炭行业长期发展的重要方向。煤企转型低碳新材料产业链需配备煤化工产业链，具备煤化工运营能力的企业可向低碳新材料产业链方向延伸。煤化工向下游延伸包括煤化工与其他产业一体化、碳捕集与利用、绿氢耦合、做长煤化工产业链、发展副产物精细化工等。
　　2。4。1、统筹煤化工和其他产业，发展低碳煤化工
　　现代煤化工带动传统煤化工转型升级。一方面可以实现煤化工和绿色电力的协调发展，通过煤化工来解决绿电的波动性和调峰的问题。另一方面现代煤化工可以带动传统煤化工转型升级，包括用煤制烯烃改造电石法PVC，大化工联产合成氨，同时要以煤化工带动中西部省份其他相关产业发展。对二氧化碳进行捕集与再转化。
　　对于煤化工项目来说，水煤气变换反应排出大量二氧化碳，该部分CO2气体可以采用CCS（碳捕集和封存）技术将其封存在地下水层中或利用其在气田油田的开采过程中驱油。同时，也可以利用绿色氢气直接转化二氧化碳，利用水煤气变换反应的逆反应CO2H2COH2O可以直接转化CO2。氢气通过风电、光伏电解水制得，生成的一氧化碳进入后续工段。绿氢耦合煤化工既可以直接减少水煤气变化反应以减少CO2排放，也可以对捕集的CO2进行再转化，是煤化工低碳发展的重要方向。
　　2。4。2、产业链延伸发展高端新材料
　　煤化工产业链延伸。煤化工产业链延使煤化工向新材料方向发展，产业链延伸将注重特种专用化学品的研发与生产，提升煤化工产品的附加值，并尽可能将更多的碳保留在终端产品中，同时降低碳排放。比如可通过煤化工路线生产PGA、PBAT、PBS等新型可降解塑料；煤制烯烃进一步发展光伏用EVA、茂金属聚烯烃等高端产品；乙烯煤制合成气制备甲基丙烯酸甲酯（MMA）等。煤基化学品下游产品丰富，煤化工产业链延伸可助力煤化工差异化、高端化发展。煤化工副产物发展精细化工。煤化工副产的碳四、碳五以及芳烃，可以作为精细化工发展方向。如通过副产物备可降解塑料，利用碳四制备丁二烯、丁二烯制备BDO，BDO作为下游高附加值产品的原材料。也可以将煤热解生产芳烃与煤气化生产甲醇、烯烃结合起来开发煤化工融合式的发展方式。
　　3、重点企业分析
　　3。1、电投能源：上市煤企中新能源运营规模最大
　　启动兆瓦级铁铬液流电池项目。2022年8月15日，国家电投集团中央研究院召开铁铬液流电池项目推介会，在内蒙古霍林河启动首个兆瓦级铁铬液流电池储能示范项目，项目由电投能源负责实施。截至8月15日1MW铁铬液流电池项目已完成土建施工，预计2022年底投产，标志着国内铁铬液流电池量产化及储能技术产业化的实现。随着风电、光伏的快速发展，公司铁铬液流电池在储能市场前景广阔。
　　新能源运营项目1。55GW，在建2。35GW，规划3。37GW。内蒙古自治区风光资源丰富，公司在此区域不断加码布局新能源项目，夯实自身新能源业务基础，绿电转型提速开辟第三增长曲线。截至2022年7月30日，公司共有约1。55GW新能源机组已并网，其中光伏占比47，风电占比53；公司在建新能源运营项目合计2。35GW，其中光伏占比18，风电占比82；规划新能源运营项目合计3。37GW，其中光伏占比44，风电占比56。绿电装机建设周期较短，2022年公司并网容量有望集中增长。公司背靠新能源装机龙头央企国电投集团，转型方向明确，率先布局绿电转型且具备先发规模优势，新能源项目持续加码助力公司绿电转型，开辟新增长曲线。
　　3。2、盘江股份：背靠盘江煤电，发展风光火储多能互补一体化
　　公司背靠盘江煤电开启能源转型。盘江煤电集团统筹安排由盘江股份作为投资主体，在安顺市开展盘江风光火储多能互补一体化项目。2022年7月7日，盘江煤电集团取得省国资委《关于同意盘江集团安顺市风光火储多能互补一体化项目开展前期工作的通知》，规划电源规模612万千瓦，其中：风电项目30万千瓦、光伏项目300万千瓦、火电项目盘江普定266万千瓦超超临界燃煤发电、抽水蓄能项目150万千瓦。
　　绿电项目进度进展顺利。公司已在安顺市关岭县、普定县、西秀区、镇宁县获得风电光伏发电年度建设规模项目21个，规模合计258万千瓦，初步规划总投资约98。95亿元。盘江股份2022年8月13日发布公告，拟投资设立四个新能源发电公司（名称暂定）：新能源关岭公司、新能源普定公司、新能源西秀公司、新能源镇宁公司，由项目公司负责开展各区域内风电光伏发电项目核准备案等前期工作以及项目的投资建设和运营管理。
　　3。3、陕西煤业：以股权投资为主，布局新能源、新材料、芯片赛道
　　陕西煤业的新能源、新材料、芯片赛道布局，主要依托股权投资。面对新一轮科技革命和产业变革，陕西煤业以新能源和新材料为突破口，以碳达峰、碳中和为指引，优化产业投资地图，依托投顾模式，借助外部智库，布局新能源、新材料、芯片等行业优质资产，构建传统能源新能源、煤炭轻资产的资产组合。投资新能源新材料产业链。陕西煤业先后投资赣锋锂业（002460）、圣湘生物、通威股份（600438）等近三十家上市公司股份，且多数获利颇丰。公司直接持有或通过朱雀投资等基金公司间接持有新能源产业中诸多龙头公司股份，包括隆基绿能（光伏行业龙头）、赣锋锂业（新能源材料锂矿龙头），以及欣旺达、铂力特、彤程新材等一大批新能源产业链公司。2022年上半年，公司投资受益达46亿元（占利润总额11。3），公允价值变动受益达97亿元。
　　布局芯片赛道。2022年2月，陕西煤业成立深圳超摩微芯产业投资合伙企业，持股99。86。随后与上海国科注册成立深圳超摩半导体产业投资合伙企业，持股99。975。
　　3。4、中国神华：成立基金，打造绿电产业新亮点
　　中国神华将通过国能基金，加速发展新能源产业，打造绿电产业新亮点，培育新的增长极。2020年12月，公司第五届董事会第五次会议审议通过，中国神华出资40亿元，以有限合伙人方式参与设立北京国能新能源产业投资基金（国能基金）。2021年1月22日，国能基金合伙协议正式签约。国能基金整体规模100。2亿元，主要投资方向为风电、光伏，以及氢能、储能、综合智慧能源等新兴产业的新技术项目。根据公司公告，国能基金投资运作后，预计将撬动约500亿元的资金流向新能源产业，可带动超过600万千瓦的风电、光伏项目落地。中国神华出资20亿元参与设立国能低碳基金，并与龙源电力、国电电力、国能资本等签署《国能绿色低碳发展投资基金（有限合伙）合伙协议》，参与绿色低碳项目投资。
　　除产业基金投资外，公司还积极布局建设光伏项目。为加快推进新能源项目建设，促进地方经济社会发展，2021年4月24日，中国神华与潍坊海赋合资设立潍坊公司，注册资本人民币5亿元，其中神华以现金出资人民币4。5亿元，占比90；潍坊海赋以现金出资人民币0。5亿元，占比10。潍坊公司初步将主要开发光伏发电、能源水务等综合能源项目。公司与呼和浩特政府达成合作意向，将参与呼和浩特市零碳产业园建设，子公司国能北电胜利能源有限公司胜利能源露天排土场15万千瓦光伏项目，已列入内蒙古自治区2021年保障性并网集中式风电、光伏发电项目名单，正在有序推进后续工作；另外神华广东分公司的多个屋顶分布式光伏发电项目正在进行开工准备工作。
　　此外，公司进军CCS碳捕集项目。2021年6月30日，公司发布《关于锦界能源燃煤电厂燃烧后二氧化碳捕集与封存全流程示范项目通过168小时试运行的公告》。锦界CCS示范项目位于陕西省榆林市，建设规模15万吨年，依托锦界能源1号600兆瓦亚临界机组，集成新型复合胺吸收剂、高效节能工艺等多项新技术工艺，形成一套适用于我国燃煤电站烟气CO2高效、低能耗捕集的新技术体系。在项目试运行期间，实现CO2捕集率大于90、捕集CO2浓度超过99。这为我国燃煤电站推进实现近零排放提供了技术支撑，为我国火电厂开展百万吨级大规模碳捕集项目积累了实践经验，对落实双碳目标具有重要意义。
　　3。5、兖矿能源：提出510年转型规划，发展绿电、氢能、高端新材料
　　兖矿能源于2021年12月6日更名，12月15日发表战略公告，计划在现有产业布局的基础上，确定矿业、高端化工新材料、新能源、高端装备制造、智慧物流五个未来的发展方向，率先提出转型发展战略并提出510年规划，规划明确，具有国际视野。就在未来510年公司主要发展目标为：矿业产业：力争510年煤炭产量达到3亿吨年，建成8座以上千万吨级绿色智能矿山，拓展钼、金、铜、铁、钾等矿产，实现由单一煤矿到多煤矿类型的开发。高端化工新材料产业：按照高端绿色低碳发展方向，延伸现有化工产业链，建设化工新材料研发基地，力争510年化工品年产量2000万吨以上，化工新材料和高端化工品占比超70。
　　新能源产业：推进风光及配套储能等新能源产业项目建设，依托现有煤化工产业优势，有序发展下游制氢产业。力争510年新能源发电装机规模达到1000万kW以上，氢气供应能力超过10万吨年。高端装备制造业：在现有装备制造业的基础上，专注发展高端煤机制造等传统优势产品，拓展风机等新能源装备制造，培育中高端系列产品。智慧物流产业：统筹产品、用户、第三方服务商，构建智慧化物流体系。
　　3。6、中煤能源：新能源产业迈出新步伐
　　新能源产业迈出新步伐。根据2021年年报，公司将大力发展多能互补清洁能源产业。按照因地制宜、突出示范、多能互补、多措并举的发展导向，统筹煤电化产业集聚区和其他适宜地区资源禀赋、建设条件、市场消纳等因素，全面强化资源配置，积极打造示范工程，加快风电、光伏项目布局建设，推动氢能、储能等技术储备和产业实践，促进新能源与现有主业的互补耦合协同，推进能源供给低碳化转型。上海能源公司新能源示范基地一期工程263MW光伏项目先期30MW成功并网发电，新能源开发迈出新步伐。
　　3。7、靖远煤电：远期规划光伏装机容量达1GW
　　远期规划光伏装机容量达1GW，新能源转型可期。2021年1月公司发布公告，与上海核工程设计院签署《合作框架协议》，拟共同开发靖远煤电风电、光伏、分布式风电能源、智慧能源、核能供热、氢能利用等市场，并计划开发建设靖远矿区1GW农光互补智慧能源工程项目，规划总装机容量将超过1GW，项目将建设成集智慧能源光伏电站与畜牧业产供销一体化相结合的现代化示范基地。项目当前仍处于前期规划阶段，或在远期为公司提供新能源转型增长潜力。我们预计该项目若顺利建成投产或将贡献年化业绩约1亿元。
　　拟建设28MW光伏发电自用项目。2021年11月，公司发布公告组建合资公司晶虹新能源（公司持股60）并投资建设靖远煤电28MW光伏自发自用工程项目。项目位于白银市平川区，项目装机容量31MWp，由13MWp片区（王家山）、18MWp（大水头、魏家地）两个片区构成，采用分块发电、集中并网方案，上网模式为100自发自用，余电不上网，建设工期6个月。靖远煤电作为传统能源企业，投建光伏项目符合国家可再生能源发展规划和能源产业发展方向，有利于增加可再生能源的比例，优化系统电源压力，减轻公司环保压力，降低公司生产成本，提升经营效益。同时，项目选址位于公司主要生产矿井附近，充分利用当地丰富的光热自然资源，使用公司闲置土地，通过扩建使原有母线接入原系统，自发自用，就地消纳，实现公司绿色低碳、高质量发展目标。
　　3。8、华阳股份：钠离子电池、光伏、飞轮储能一体化能源解决方案
　　华阳股份与钠电池行业龙头中科海钠合作关系紧密，开启钠离子电池路线布局。中科海钠主导钠电池技术研发。公司负责钠离子电池全产业链布局工作。目前，公司已实现钠离子电池布局全产业链覆盖，包括正负极材料生产、电芯生产以及电池组装部分。其中，正负极材料生产项目由子公司山西新阳清洁能源有限公司与中科海钠合作推进。而电芯生产部分由孙公司山西华钠芯能科技有限公司负责，电解液部分与多氟多合作生产。电池组装部分由公司负责。
　　2021年，公司通过受让集团旗下阳煤智能制造基金49。8股份，间接持有中科海钠7。75股份，截至2022年6月，公司及集团合计持有中科海钠15。53股份，为第二大股东。同时，公司成立山西新阳清洁能源全资子公司，通过该子公司与中科海钠合资成立山西华钠铜能科技有限责任公司、山西华钠碳能科技有限公司两家孙公司，正式布局钠离子电池正负极生产线。其中，子公司山西新阳清洁能源公司与中科海钠分别持股两家孙公司45、55股份。
　　2021年4月，公司各投资80006000万元新建钠离子电池正、负极材料各2000吨生产项目（约0。8GWh）；2021年6月，公司与中科海钠合作打造全球首个具有里程碑意义的1MWh钠离子电池光伏储能系统。自9月起，公司依次同多氟多新材料股份有限公司就电解液添加剂以及负极材料等领域展开合作、通过1GWh钠离子Pack电池生产线可研报告、完成生产线设备调试，根据公司及集团官方网站公布，预计钠离子Pack电池生产线以及电芯厂将于三季度投产，未来正负极产能预计扩充至10GWh。
　　规划5GW高效光伏组件项目，首条光伏组件生产线于2022年1月全面投产。2021年1月，全资子公司新阳公司成立山西华储光电有限公司，专业生产光伏组件。根据公司相关公告，公司在2021年2月份于山西省阳泉市规划建设5GW高效光伏组件生产基地，采用中来股份N型TOPCon高效光伏组件制造技术，项目规划占地356亩，预计项目总投资10。7亿元。2022年1月，公司首条0。5GWh生产线全面投产，第二条生产线进入单班产能爬坡阶段。
　　积极拓展物理储能（飞轮储能）业务。针对解决新能源发电不稳定、储能问题，公司积极涉足电化学储能物理储能领域，公司物理储能业务主要是飞轮储能业务。在电力富足条件下，由电能驱动飞轮到高速旋转，电能转变为机械能储存，当系统需要时，再将机械能换成电能，该项业务可以广泛应用于发电厂、地铁等领域。公司致力于打造全国最大的飞轮储能生产基地，飞轮储能项目依托下属子公司山西新阳清洁能源有限公司的参股公司阳泉奇峰聚能科技有限公司（持有股份49）开展，项目总投资1亿元，当前年规划产能200台套。
　　3。9、永泰能源：钒矿全钒液流电池，储能电池前景广阔
　　永泰能源设立德泰储能进军全钒液流电池。2022年8月31日公司发布公告，与海德股份共同出资设立德泰储能，注册资金10亿元，公司拟持股51。德泰储能与公司控股子公司沙洲电力合作在沙洲电力二期21000MW机组上增设30MW30MWh全钒液流电池储能系统，投资金额1。50亿元。本次储能项目将进一步加快公司在全钒液流电池储能应用领域的拓展，形成公司在储能材料资源整合、提纯冶炼、储能新材料、电解液加工、电堆、装备研发制造和项目集成等全钒液流电池储能领域的全产业链发展。
　　泰德储能进一步布局上游钒矿。德泰储能拟出资1。92亿元收购新疆汇友集团持有的钒矿资源公司汇宏矿业65股权，截至2022年6月30日，汇宏矿业拥有钒矿石资源量2490万吨，五氧化二钒资源量24。15万吨，五氧化二钒产能3000吨年。通过本次收购，公司可以获取优质钒矿资源以及提升高纯钒冶炼技术，为全钒液流电池全产业链发展奠定基础此外永泰能源还推进转型布局了四大项目：一是布局光伏发电机组，公司已布局光伏发电多年，河南汝阳三吉利、江苏华晨电力等光伏机组2021年发电4059万千瓦时，并在当地推进整县屋顶分布式光伏试点工作。
　　二是公司所属电厂利用自身优势正有计划开展发电侧储能及绿电相关业务。子公司华元新能源与三峡电能有限公司签署战略合作协议，合作开发光伏、风电、智慧综合能源等新能源项目，未来公司将加快在新能源领域的转型和布局。2022年3月18日，公司发布公告将与长江电力、三峡集团成立合资子公司，预计2030年合资子公司投资建设和运营管理的储能项目和其他新能源项目总装机规模达到1，000万千瓦，将与永泰能源所属的火电项目实现联动，既满足储能项目的用电需求，也会大幅提升公司火电项目发电小时和经营业绩，同时，合资公司将在河南全省同步开发建设集中式风电和光伏项目，实现风光火储一体化布局。
　　三是积极实施生物质耦合发电，张家港沙洲电力污泥耦合发电项目已列为国家84个燃煤耦合生物质发电技改试点项目之一，日处理脱水污泥可达900吨。四是设立国能永泰合资子公司。2021年12月18日，公司所属全资公司华瀛山东与国家能源集团下属全资公司国能山东签署了《股东协议书》，拟在山东省泰安市共同出资设立国能永泰，计划发展风力发电、太阳能发电、生物质能发电。
　　3。10、美锦能源：炼焦制氢一体化，全方位布局氢能产业链
　　美锦能源布局制氢业务。公司利用采煤炼焦制氢一体化优势，采用焦炉煤气变压吸附（PSA）的方式制取氢气。公司主营业务炼焦过程中释放的焦炉煤气中富含氢气（氢含量55左右），焦炉煤气变压吸附制氢是目前低成本、高效率、大规模制氢的重要方式。公司全资子公司华盛化工项目包括焦炉煤气制高纯氢的项目，三期建设全部竣工之后，高纯氢产能可达每小时2万标方，年产能可达1。56万吨，生产的氢气纯度可达99。9。
　　公司积极参与全国各地加氢站的建设。截至2021年12月31日，公司拥有8座已建成加氢站，其中广东佛山1座、云浮1座，山西晋中1座，北京市2座、青岛1座、嘉兴1座；根据美锦能源公告，公司将于35年内规划建设上百座加氢站（含油氢汽电综合能源站）。
　　公司参股国内首家膜电极产业化企业鸿基创能和全球最大燃料电池电堆生产商国鸿氢能。鸿基创能是国内首家实现质子交换膜燃料电池膜电极产业化的企业，国鸿氢能是一家以氢燃料电池为核心产品的国家高新技术企业。2018年9月公司与广东鸿运高新技术投资有限公司共同投资设立广州鸿锦投资有限公司，持股占比45，通过该平台进行氢能源产业链的相关投资。
　　2019年1月，鸿锦投资向鸿基创能科技有限公司增资1。02亿元，增资完成之后，广州鸿锦持有鸿基创能51股份。2020年9月，为进一步深化公司转型发展氢能战略和优化公司投资结构，公司平价收购鸿锦投资持有的鸿基创能22。95股权。由于随后有新进股东对鸿基创能进行增资，公司目前持有股权比例为19。9。2019年7月，公司利用自有资金向广东国鸿氢能科技有限公司增资1。8亿元，增资完成之后，公司持有国鸿氢能9。033股权。
　　公司还进军氢燃料汽车领域。公司旗下有两大新能源商用车整车生产制造和销售公司，飞驰科技和青岛美锦，合计年生产能力10000台。2018年，公司先后受让国内最大的氢燃料电池客车企业佛山市飞驰汽车制造有限公司36。2和15股权，正式成为飞驰汽车控股股东。2021年1月，飞驰汽车正式更名为佛山市飞驰汽车科技有限公司，标志着飞驰从传统客车整车制造向新能源汽车科技智造的转型，围绕系统集成、整车控制系统、燃料电池、车身轻量化等核心技术，研发生产氢燃料电池客车系列产品，车型覆盖公路客车、旅游客车、城市客车、特种装备车等，涉及柴油、LNG及新能源、氢能源等多种动力形式。此外，青岛美锦嘉创作为公司旗下从事股权投资基金管理业务的专业机构，独立于美锦能源进行新能源、新材料、高端装备等领域优秀企业的挖掘和投资。
　　3。11、宝丰能源：煤化工产业链延伸与绿氢布局
　　煤化工向高端化方向发展。宝丰能源通过煤化工产业链，布局高端新材料。宁东三期：100万吨年煤制烯烃及C2C5综合利用制烯烃项目（含25万吨EVA）进展顺利，前段甲醇计划于2022年末投料试车，后端烯烃和EVA预计2023年上半年投产。宁东四期：50万吨年煤制烯烃项目预计2022年完成审批并开始建设。内蒙烯烃：一期300万吨年煤制烯烃项目审批已经进入最后阶段，待环评批复后即可开工。高端聚烯烃：2021年7月10日，宝丰能源双环管HDPE装置茂金属聚乙烯产品试生产成功，产品质量指标达到合格范围，成为国内首家双环管HDPE工艺生产茂金属产品的企业。
　　绿氢转型契合碳中和。宝丰能源将零碳的绿色氢能作为企业绿色、低碳发展的重大战略选择，提前布局氢能产业，将现代煤化工与绿色创新技术融合，成为现代煤化工企业碳中和的领跑者。2019年，公司投资14亿元建设太阳能电解水制氢储能与应用示范基地，计划建设20Wkw太阳能发电装置和产能为2万标方小时的电解水制氢装置。根据公告，未来5年公司还将继续扩大太阳能光伏发电电解水制氢的产业规模，预计新增3亿标方绿氢、1。5亿标方绿氧，每年可新增削减化工系统5碳排放，力争用10年减少企业50碳排放，20年率先实现企业碳中和。
　　3。12、金能科技：发展氢能和渔光互补一体化项目
　　进入氢能行业，布局新能源储能业务。2021年8月16日，金能科技子公司金能化学与青岛董家口经济区管理委员会和青岛董家口发展集团签订框架协议，拟对金能生产的工业副氢进行提纯、压缩、储运、充装，全面配套氢能交通产业发展，逐步扩大氢能应用领域，进一步延伸化工产业链，提升工业副氢附加价值。青岛西海岸新区高度重视氢能产业发展，已率先开启公交示范运营模式并计划至2035年底全区建设加氢站25座。根据公司公告，公司90万吨PDH生产线副产氢气约为3。5万吨年。
　　公司布局渔光一体化项目。根据2021年8月17日公告，公司下属金能化学在山东省青岛市黄岛区沐官岛主要建设1000MW海上光伏发电装置配套100MW200MW储能设施，兼容发展海水渔业养殖和生态旅游，养殖采用延绳、吊笼方式养殖牡蛎等当地渔业品种，计划建设周期12个月，项目投产后，预计年可实现发电约12亿度，减排二氧化碳135万吨。金能科技还投资投产一期90万吨PDH和48万吨炭黑项目，另外规划了二期90万吨PDH项目。
　　3。13、淮北矿业：成立绿色化工研究院，多方位布局产业转型
　　淮北矿业延伸焦化产业链。公司通过焦化进一步开展煤化工产业，预计2022年50万吨焦炉煤气制甲醇项目即将建成投产；此外，公司60万吨无水乙醇项目也已开工建设。公司通过成立绿色化工研究院多方位布局新产业。2021年12月27日，公司董事会同意公司下属淮矿股份、临涣焦化、碳鑫科技与关联方华塑股份出资设立淮北矿业绿色化工研究院，用于开展新材料、新能源、绿色化工的技术开发；氢能、碳捕集及转化、高分子材料、石墨烯材料技术研发及利用；煤化工、氯碱化工及其产业链延伸领域的产品、工艺、催化剂研发及利用等。公司投资进行分布式光伏运营。公司利用所属矿、厂房屋及工业广场投资建设的分布式光伏发电项目，总装机容量约40MW，已于2021年底开工建设，预计2022年底基本建成投产。
　　3。14、广汇能源：大力发展绿氢、输氢、储氢、用氢产业链
　　广汇能源正大力发展氢能产业链。广汇能源累计现存投入运营LNG气化站、LCNG加注站共182座，累计铺设民用管网1713km。公司在淖毛湖地区拥有9座加气站，均可作为氢能产业链中可充分利用的应用站点配置。公司不需要追加大额投资，只需在现有的加气站基础上，升级改造成为四合一站点：LNG、LCNG、加氢、充电，就可转变成为新型绿色复合型加能站。氢能源产业链规划将充分发挥氢能同时具备能源和储能两重属性的特点，培育并带动绿电制氢、输氢、储氢、用氢以及相关业务的快速发展。
　　公司正在规划建设氢能项目。公司计划配置内容包括：537套1000Nm3h电解水制氢装置；180台1000m3储氢罐（1。6MPa）；汽车加氢站46座；氢燃料重卡替代1565辆；同时，20222030年配套风间带光伏新能源发电总装机规模625万kW（包括风力发电500万kW，光伏发电125万kW）其中：十四五末新增新能源发电总装机规模320万kW（风电255万kW，光伏65万kW）；十五五末新增新能源发电总装机规模305万kW（风电245万kW，光伏60万kW）。
　　公司积极布局CCUS和管输及驱油一体化项目。2021年5月20日，广汇能源设立100全资子公司广汇碳科技公司，投资建设二氧化碳捕集（CCUS）及驱油项目，公司整体规划建设300万吨年二氧化碳捕集、管输及驱油一体化项目，采用分期建设。其中：首期建设10万吨年二氧化碳捕集与利用示范项目，生产液态CO产品，用于油气田驱油，提高原油采收率。公司将在二氧化碳捕集、封存及利用领域形成新的产业优势，致力于转型成为传统化石能源与绿色新型能源相结合的能源综合开发企业。
　　3。15、中国旭阳集团：有望成为北方制氢龙头
　　公司布局焦炉煤气制氢。旭阳集团2021年9月公司发布的《旭阳集团氢能发展规划》，旭阳集团现运营焦化规模1210万吨年，预计2025年达到3000万吨年，2030年达到6000万吨年；目前公司氢气年产量为26。6亿方年，预计2025年公司氢气年产能可达65亿方年，到2030年氢气年产量可达130亿方年。公司采用焦炉煤气制氢方式，制氢成本为0。71元方，低于煤制氢成本，远低于其他方式制氢，有望成为北方制氢龙头。
　　公司与河北、内蒙政府开展加氢站项目合作。公司开始从事氢气生产储运以及加氢站建设运营，根据公司公告披露，公司于2020年3月与河北定州市政府签订战略合作框架协议，2020年7月开始在进行氢气试产。此外，公司邢台生产园区一座日产500kg加氢站项目获列入河北省2021年氢能产业重点谋划推进第二批专案清单。公司还与内蒙古呼和浩特市清水河县政府签订氢能产业发展战略合作框架协议，在氢气产运以及加氢站建设领域进行全方位战略合作。
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